Разработка месторождения

Определение нефтенасыщенности по данным ГИС проведено для терригенных пород пластов Тл и Бб (таблица 1). Сопротивление пластов в скважинах, пробуренных на пресных буровых растворах (Рс 0,30 мм) определялось по одиночному градиент-зонду Мч, ОАО, 5В.

Таблица 1.1. Средневзвешенные по толщине проницаемых прослоев значения нефтенасыщенности

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Пласты Тл2-а и Тл2-б

Пластовые флюиды тульской залежи (пласт Тл2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. На Гожанском из скв. 6 и 102 отобраны пробы пластовой нефти при совместном испытании пластов Тл2-б и Бб1. Пробы с низким давлением насыщения в расчёт средних параметров по залежи не приняты.

Нефть из скв. 116 и 95 близкого качества и характеризует свойства флюидов залежи. Нефть пласта Тл2-а не изучена, но, так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл2-а и Тл2-б идентичны и для расчётов по пластам Тл2-а и Тл2-б предлагаются следующие параметры: давление насыщения 9,57 МПа, газонасыщенность 21,3 мі/т, объёмный коэффициент 1,042, вязкость 35,18 мПа^.с, плотность - 883,0 кг/мі.

При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.

Поверхностная нефть тяжелее, чем в вышележащих пластах, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти малометановый, высокожирный, содержит сероводород (0,1%).

Пласты Бб1 и Бб2

Нефть пласта Бб1 раздельно не изучена, но при совместном опробовании пластов Тл2-б и Бб1 получены пробы пластовой и поверхностной нефти. Очевидно, по своим характеристикам нефть пласта Бб1 идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл2-б+Бб1.

Пластовые флюиды пласта Бб2 несколько иного качества. На Гожанском поднятии для расчётов по пласту Бб2 предложены следующие параметры: давление насыщения 8,02 МПа, газонасыщенность 17,9 мі/т, объёмный коэффициент 1,044, вязкость 46,91 мПа^.с, плотность 891 кг/мі.

При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.

В целом нефть залежи высокосернистая, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти, имеет приблизительно одинаковый состав. Он малометановый, высокоазотный.

В таблице 1.2 приведён компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание%).

В таблице 1.3 приведены параметры содержания в нефти асфальтосмолистых и парофиновых соединений (весовое содержание%), а также выход данных фракций при различной температуре).

В таблице 1.4 отражены физико-химические свойства пластовой воды по пластам залежи яснополянского надгоризонта.

Таблица 1.2. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Таблица 1.3. Параметры содержания асфальтосмолистых и парафиновых соединений в нефти.

Таблица 1.4. Физико-химические свойства пластовой воды

1.6 Конструкция скважины

Согласно «Методическим указаниям по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин», утверждённым Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973 года, исходя из совместимости бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений определена следующая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 40 м. с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза (четвертичных отложений и верхней части уфимского яруса). Цементируется тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl₂ до 3% от веса цемента с подъёмом цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 350 м. с целью перекрытия интенсивных зон поглощения и обваливающихся пород уфимского и кунгурского ярусов и установки превентора. Цементируется тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl₂ до 2%. Подъём цементного раствора осуществляется до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину и цементируется с подъёмом тампонажного раствора до устья в нагнетательных скважинах и выше башмака кондуктора на 100 м в добывающих скважинах. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия продуктивных горизонтов на 100 м цементируется тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой CaCl₂ до 2%. Остальной интервал цементируется тампонажным раствором следующего состава: цемент - 100%, ПАА - 0,2%, NaCO₃ - 3%, при водоцементном соотношении 0,75 - 0,8.

ШСНУ включает оборудование:

а) наземное - станок-качалку (СК), оборудование устья;

б) подземное - насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги, штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится в НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке.

Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Известны различные конструкции ШСН. Остановимся на конструктивных особенностях тех насосов, которые выпускает отечественная промышленность для нормальных и осложненных условий эксплуатации.

По способу крепления в колонне НКТ различают вставные (НВ) и невставные (НН) скважинные насосы (ГОСТ 26-1424-76).

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается в НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Узлы замковых опор показаны в приложении. Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали и тщательно обрабатываются. Пружинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НВ включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочные клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный - плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником для штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НВ в отличие от насоса НВ имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НВ не превышает 2500 м, то для насосов НВ она составляет 2500-3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса.

Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НН не превышает 0,9 м.

В насосе НН в отличие от насоса НН нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НН выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НВ максимальная глубина спуска насосов НН с нижним креплением по сравнению с насосами НН, а также НН с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,25 по объему) предназначен насос НВП в абразивостойком исполнении. В отличие от насоса НВ он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка более 0,2% предназначен насос ННТ с седлами клапанов из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных более 99% и значительным пескопроявлением (более 0,2% по объему) имеются насосы НВ1В и НВ2В. В отличие от НВ1 и НВ2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром.

Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой (до 300 мПа^.с) жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НВД в отличие от насоса НВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25%, а для остальных конструкций допустимое объемное содержание свободного газа не должно превышать 10%. Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок, каждая длиной 300 мм) и бесвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок:

Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насосы с меньшей величиной зазора.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НВ - 28-25 мм и 1,2-6 м, для НН - 28-93 мм и 0,6-4,5 м.

В условное обозначение насоса входят: тип насоса, исполнение, условный размер (диаметр плунжера, в мм), длина хода плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз.

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа, воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа^.с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 200 мг/л и температурой до 13 С^о.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов: с одним (СУС1) и двумя (СУС2) уплотнениями. Сальник с двойным уплотнением выбирают для скважин с большими газопроявлениями и высоким статическим уровнем жидкости в них. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивку. Самоустанавливающиеся устьевые сальники рассчитаны на рабочее давление 4 МПа.

Колонна НКТ подвешена на корпусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой. В оборудовании типа ОУШ предусмотрена муфтовая подвеска НКТ.

На подвеске установлен сальник и отвод с вентилем, предназначенный для спуска в затрубное пространство скважинных приборов. Для перепуска газа из затрубного пространства в промысловый нефтетрубопровод и предотвращения налива нефти в случае обрыва устьевого штока предусмотрены обратные клапаны.

2.3 Проектная часть

скважина месторождение разработка нефтегазоносность

Эффективность работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах

а) Выбор скважин для проведения водоизоляционных работ

В настоящее время Шагиртско-Гожанское месторождение Шагиртская площадь находится на третьей стадии разработки, в связи с тем возникла проблема высокого процента воды в продукции скважин. С этим возникло сразу множество проблем, это коррозия оборудования, повышенные затраты на электроэнергию и др.

Для решения проблемы стали проводить работы по ограничению водопритоков в скважины. Скважины в которых проводятся эти работы выбираются по следующим критериям:

? высокий процент воды в продукции скважин;

? по толщине и неоднородности пласта;

? по остаточным запасам, т.е. чтобы водоизоляционные работы были экономически целесообразны.

В 2000 году на Шагиртской площади обработали четыре скважины: №1165, №1140, №1141, №2119. Обрабатывались обратными водонефтяными эмульсиями на основе ВНПП, ЩСПК, СНПХ, они могут быть успешно применены для отключения обводненных пластов, изоляции подошвенных вод и селективного ограничения водопритока в нефтедобывающих скважинах.

б) Физико-химические свойства применяемых реагентов - гидрофобизаторов и эмульсий на их основе

Обратные водонефтяные эмульсии - это полидисперсные системы, образованные двумя взаимонерастворяемыми жидкостями: нефтью (дисперсионная среда) и водой (дисперсная фаза). Амины, входящие в состав эмульсии, являясь поверхностно активными веществами, выполняют роль стабилизатора эмульсии.

Амины - катионоактивные, а аминоспирты - неионные эмульгаторы основного характера, они снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, сохраняя растворимость в углеводородной фазе. Это обеспечивается наличием в молекуле ПАВ углеводородного радикала парафинового ряда с числом углеводородных атомов С17-С20 и функциональных групп: - ОН, - NH, - NH2, с высокой адгезией к водной фазе.

В поверхностном слое, взаимодействуя с водой, они присоединяют протон водорода (Н+), превращаясь в катион R - NH3+, способный к сольватации.

Ингибитор коррозии стали ВНПП-Н (ТУ 2499-002-24211256-94) предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии стали в нейтральных минерализованных растворах. Представля...